Subasta de renovables: en la senda correcta

El sector energético está viviendo un momento histórico marcado por la transición energética hacia un modelo basado en tecnologías de generación renovable, lo que coincidiendo con su competitividad en precios frente a las tecnologías tradicionales está produciendo una actividad frenética en el sector.

En este contexto, la subasta de energías renovables celebrada el pasado 26 de enero supuso un nuevo hito en la senda marcada por el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) 2021-2030 hacia la descarbonización del sistema eléctrico y el impulso de economía verde en España. En total se adjudicó una potencia de 2.036 MW de tecnología fotovoltaica (que se sumarán a los 12 GW actualmente en operación) y 998 MW eólicos (28 GW actualmente en operación) a un total de 32 adjudicatarios, si bien se registraron pujas de 84 agentes por hasta 9.700 MW, lo que muestra el nivel de interés que despertó la subasta, tanto a nivel nacional como nacional.

Los grandes protagonistas de la puja eólica fueron Capital Energy (620 MW), Greenalia (134 MW) y Elawan (105 MW), mientras que en fotovoltaica destacaron X-Elio (315 MW), Iberdrola (243 MW) y Naturgy (197 MW), si bien la potencia concedida se distribuyó en mayor medida que en la eólica. Estas compañías se enfrentan ahora al reto de gestionar su éxito, evolucionando su modelo operativo para soportar la gestión y explotación de la cartera de proyectos de forma eficiente y gestionando los riesgos no cubiertos por la subasta (por ejemplo el riesgo de volumen por vertidos).

En cuanto los precios, el valor medio se situó en torno a los 25 €/MWh, en línea con la banda alta de las expectativas. Este precio está por debajo de los contratos de largo plazo que se están firmando con grandes consumidores (los conocidos como “PPAs”, que se sitúan en torno a los 35 €/MWh), y del precio medio actual del pool (aprox. 45 €/MWh). Esto refleja la enorme influencia que tiene en el coste de financiación de los proyectos el nivel de riesgo de la contraparte: muy bajo en las subastas (contraparte pública), medio en los PPAs (contraparte privada a largo plazo), alto en el pool (mercado libre de corto plazo). Esto es sin duda una buena noticia, ya que es una señal de la madurez del sector renovable español y de la visión a largo plazo de los agentes que lo componen, que apuestan por la sostenibilidad del sistema frente a un enfoque meramente especulativo, lo cual se ha valorado positivamente por parte de inversores y desarrolladores internacionales. Esto hace que a futuro se prevea un desembarco de capital extranjero y de nuevos agentes en el sector, así como movimientos corporativos y de ventas de carteras de proyectos.

Como hemos mencionado, la certidumbre respecto al precio obtenido en la subasta facilita la obtención de financiación en condiciones más favorables y contribuye a despejar otras posibles fuentes de incertidumbre como son el precio capturado por las renovables no-gestionables en un sistema marginalista como el español. Sirva como ejemplo que el sábado 30 de enero se alcanzó el mínimo técnico del sistema (1,42 €/MWh) debido a un temporal de viento en la Península. A futuro un reto creciente será la gestión del riesgo de volumen por la aparición de “vertidos” de energía renovable sobrante en horas de baja demanda.

Retos y perspectivas a futuro

En cualquier caso, se espera que progresivamente la incorporación de sistemas de regulación y gestión, tales como baterías y plantas de hidrógeno, contribuyan a reducir este riesgo. El modelo de integración en el sistema de dichas tecnologías, sin embargo, aún no está del todo maduro, al haberse centrado hasta ahora las compañías principalmente en el desarrollo de nueva potencia renovable, pero en el medio plazo será clave tanto para asegurar la estabilidad del sistema como la sostenibilidad de muchos proyectos.

Sin embargo, la principal palanca para acudir a la subasta no era tanto asegurarse un precio para la generación, sino tener prioridad a la hora de tramitar las nuevas plantas, ya que en caso de resultar adjudicatario de un lote en la subasta, el desarrollador podrá acogerse a un proceso de tramitación más ágil. Esto podría incluso desembocar en que un desarrollador optase por sobredimensionar la planta frente a la puja adjudicada, beneficiándose el proyecto entero del trámite simplificado, colocando la energía comprometida en la subasta al precio fijado y pudiendo con el resto de potencia suplementaria firmar un PPA o venderla a mercado.

A futuro, y conforme al calendario preliminar establecido en el RD960/2020 que establece la convocatoria de subastas anuales, en 2022 está previsto una nueva subasta que además de incorporar unos 1.000 MW adicionales de potencia instalada solar fotovoltaica, impulse el desarrollo de otras tecnologías menos maduras comercialmente como la solar termoeléctrica (200 MW), la biomasa (140 MW), más otros 20 MW adicionales de tecnologías aún en fase de desarrollo técnico. Esta nueva convocatoria supondrá una oportunidad de consolidar su posición para los ganadores de la reciente subasta, o de ganar cuota para los no afortunados, debiendo estos redoblar el análisis de proyectos elegibles para no quedar descolgados en la carrera, o definir su modelo de go-to-market alternativo para la potencia que pretenden desarrollar no acogida a las subastas.

El objetivo final del Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico sería alcanzar un total de potencia acumulada adjudicada en el periodo 2021-25 de 8.500 MW eólicos, 10.000 MW fotovoltaicos, 600 MW de tecnología solar termoeléctrica, 380 MW biomasa y 60 MW para tecnologías en fase de desarrollo adjudicados en subasta en 2025, lo que da una idea del potencial del sector y de la apuesta por la energía verde realizada a nivel nacional.